[pt] A ocorrência de eventos de perfuração em poços de óleo e gás é frequente, porém indesejada, uma vez que acarreta aumento no tempo e custo das operações. Sua ocorrência pode levar à perda de circulação do fluido, desmoronamento da parede do poço, restrição da sua funcionalidade, danos à plataforma, problemas ambientais e mesmo a perda de vidas humanas. Desta forma, o conhecimento das tensões é essencial para a estimativa da estabilidade do poço e aumento da segurança da perfuração. Existem diversos métodos para prever a tensão horizontal mínima, entretanto, para a máxima, ainda há dificuldades na sua determinação. No caso de poços inclinados, este cálculo se torna ainda mais complexo, uma vez que as tensões regionais não são alinhadas com o eixo do poço. Identificada essa necessidade, e partindo do princípio de que ao menos um poço já tenha sido perfurado em um campo e que este apresentou instabilidades do tipo colapso ou fraturamento induzido, esta dissertação trabalha na implementação de um algoritmo capaz de obter a magnitude da tensão horizontal máxima que levou ao surgimento dos mesmos. As fraturas Induzidas são falhas de tração, enquanto os Breakouts são gerados pelo colapso da parede do poço por falhas de compressão. Ambos devem ser devidamente identificados a partir de perfis de imagem. Os algoritmos implementados envolvem solução analítica, calculada através de métodos implícito e explícito. O procedimento para a rotação das tensões para poços inclinados é baseado em formulação presente na literatura, e os cálculos das tensões ao redor da parede do poço, nas equações de Kirsch. O fraturamento do material é avaliado de acordo com a tensão de cut-off, e o de ruptura, a partir do critério de Mohr-Coulomb ou Lade-Ewy. Os métodos desenvolvidos são comparados entre si, relatando suas vantagens e desvantagens. Aplicando uma vasta variação de inclinação e azimute do poço, os resultados alcançados apresentam uma diferença pequena com relação aos obtidos por meio de pacotes comerciais, sendo considerados satisfatórios. / [en] The occurrence of oil and gas well drilling events is common, but undesirable, once it increases time and cost of operations. Its occurence can lead to loss of fluid circulation, wellbore wall collapse, restriction of its functionality, platform damage, environmental issues and even the lost of human lives. stresses knowledge is essential to wellbore stability estimation and to the improvement of drilling safety. In fact, there are some methods and tests to compute the minimum horizontal stress, but there still exist difficulties on maximum horizontal stress determination. In the case of deviated wells, the calculations are even more complexes due to the lack of alignment between the regional stresses and well axis. Identified that problem, and considering that at least one wellbore has been drilled in a field and presented compressive or tensile instabilities, this dissertation works on the implementation of algorithms capable of obtaining the maximum horizontal stress magnitude that lead the appearance of breakout or induced fracture. The instability problems are identified and previously interpreted through image logs. The implemented algorithms involve an analytical solution, which is calculated by an explicit method and an implicit one, to the stated problem. The procedure to the stresses rotation on deviated wells used at this work is based on the formulation presented on technical literature, and the calculation of the stresses around the wellbore wall, on Kirsch s equation. The failure of the material is evaluated using a tensile cutoff for induced fractures and Mohr-Coulomb or Lade-Ewy criteria for breakouts. The developed methods are compared between each other, presenting the advantages and disadvantages of then. The results, applying a large variation on the wellbore inclination and azimuth, show that the values accomplished a low difference in relation to the obtained by using a commercial software, being considered as satisfactory.

Made available in DSpace on 2015-03-13T17:08:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AlvaroFCR_DISSERT.pdf: 5517718 bytes, checksum: 1478acafe114233a78bc75504cd9500d (MD5) Previous issue date: 2012-12-20 / This study presents new stress orientations and magnitudes from the Potiguar basin in the continental margin of Brazil. We analyzed breakout and drilled induced fractures derived from resistivity image logs run in ten oil wells. We also used direct Shmin measurements determined from hydraulic fractures and rock strength laboratory analysis. In addition, we compared these results with 19 earthquake focal mechanisms located in the crystalline basement. We observed that stress directions and magnitudes change across the basin and its basement. In the basin, the SHmax gradient of 20.0 MPa/km and the SHmax/Shmin ratio of 1.154 indicate a normal stress regime from 0.5 to 2.0 km, whereas the SHmax gradient of 24.5MPa/km and the SHmax/Shmin ratio of 1.396 indicate a strike slip stress regime from 2.5 to 4.0 km. The deeper strike-slip stress regime in the basin is similar to the regime in the basement at 1-12 km deep. This stress regime transition is consistent with an incipient tectonic inversion process in the basin. We also noted that the SHmax direction rotates from NW SE in the western part of the Potiguar basin to E W in its central and eastern part, following roughly the shoreline geometry. It indicates that local factors, as density contrast between continental and oceanic crust and sediment loading at the continental shelf influence the stress field. The concentration of fluid pressure in faults of the lowpermeability crystalline basement and its implications to establish a critically stressed fault regime in the basement is also discussed / Nesse trabalho s?o apresentados novos dados de orienta??o e magnitude de tens?es na Bacia Potiguar. Foram analisados fraturas induzidas e breakouts em 10 po?os na bacia atrav?s da interpreta??o de perfis de imagem microrresistiva.. Foram tamb?m utilizados dados de fraturamento hidr?ulico para estimativa da magnitude da tens?o horizontal m?nima e an?lises de laborat?rio para estimativa da resist?ncia ? compress?o n?o confinada em amostras de testemunho. Adicionalmente, os dados de orienta??o e regime de tens?es obtidos em po?os foram comparados aos resultados de 19 solu??es de mecanismos focais publicados na literatura e localizados na borda cristalina da Bacia Potiguar. Observou-se que a dire??o e a magnitude de tens?es variam atrav?s da bacia e do embasamento circundante. Na bacia, entre as profundidades de 0,5 a 2,0km, estimouse um gradiente de tens?o horizontal m?xima (SHmax) de 20,0 MPa/km, uma raz?o entre as tens?es horizontais (SHmax/Shmin) de 1.154 e um regime de falhas normais. Por outro lado, entre as profundidade de 2,5 a 4,0 km, estimou-se um gradiente de SHmax de 24,5 MPa/km, raz?o entre as tens?es horizontais de 1.396 e uma transi??o para um regime de tens?es transcorrente. O regime transcorrente predomina nos mecanismos focais a profundidade de 1 a 12 km. A transi??o entre um regime de tens?es normal para transcorrente ? consistente com um processo incipiente de invers?o tect?nica instalado na bacia. Al?m disso, observou-se em ambos dados de po?os e mecanismos focais, rota??o na orienta??o de SHmax de NW-SE na por??o oeste da bacia para E-W nas por??es central e leste, acompanhando a geometria da linha de costa. Tais dados indicam que mecanismos locais controlam o campo de tens?es, como contraste de densidade entre crosta oce?nica e continental e carga sedimentar na plataforma continental. Adicionalmente, a concentra??o de transmissibilidade e press?o de fluidos em falhas e fraturas de baixa permeabilidade e sua contribui??o para o estabelecimento de um regime de falhas em equil?brio por fric??o ? tamb?m discutida